白 遠(yuǎn)，云彥舒，郭 華

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延安職業(yè)技術(shù)學(xué)院；3.延長油田股份有限公司青化砭采油廠)

基于孔隙演化的特低滲透儲層成巖儲集相定量評價(jià)
——以GGY油田長4+5、長6儲層為例

白 遠(yuǎn)1，云彥舒2，郭 華3

(1.陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075；2.延安職業(yè)技術(shù)學(xué)院；3.延長油田股份有限公司青化砭采油廠)

針對鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部特低滲透非均質(zhì)儲層儲滲特征受成巖作用控制的特點(diǎn)，基于GGY油田長4+5、長6成巖作用特征、孔隙度演化及成巖儲集相有利因素和不利條件分析，將該區(qū)特低滲透儲層分為Ⅰ類弱膠結(jié)強(qiáng)溶蝕的粒間孔-溶孔型、Ⅱ類中膠結(jié)中溶蝕的溶孔-粒間孔型、Ⅲ類較高膠結(jié)弱溶蝕的剩余粒間孔型、Ⅳ類高膠結(jié)弱溶蝕微孔型共四類成巖儲集相，并闡明了該四類成巖儲集相在巖性、物性、沉積微相、孔隙類型、結(jié)構(gòu)、壓汞圖像等方面的分類特征。通過不同類別成巖儲集相在壓實(shí)、膠結(jié)、溶蝕等主要成巖階段孔隙度演化模式的差異，建立了該區(qū)特低滲透儲層成巖儲集相評價(jià)劃分的指標(biāo)體系。評價(jià)出的Ⅰ類、Ⅱ類成巖儲集相廣泛分布在水下分流河道及河道疊置型河口壩微相帶，且具有相對較好的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流、儲集特性，是篩選相對高產(chǎn)高滲儲集單元的有利層位和井區(qū)。

鄂爾多斯盆地;陜北斜坡;特低滲透儲層；成巖作用；成巖儲集相；定量評價(jià)

GGY油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部，面積約740 km2，主要含油層系為三疊系延長組長4+5和長6段。該區(qū)長4+5和長6期發(fā)育由北東-南西向物源方向控制的三角洲前緣亞相沉積，其水下分流河道砂體主要為灰色長石細(xì)砂巖，碎屑顆粒以長石、石英和黑云母為主，膠結(jié)物以綠泥石、方解石及石英次生加大所形成的硅質(zhì)為主，分選中等-較好，以殘余粒間孔為主。受沉積、成巖、構(gòu)造等因素的影響，儲層致密(平均孔隙度8.5%，平均滲透率0.76×10-3μm2)，為典型的低孔、特低滲透、非均質(zhì)巖性油藏，其成巖作用最終決定著儲集層的儲滲條件。因此準(zhǔn)確有效圈定有利成巖儲集成因單元的規(guī)模和范圍已成為該區(qū)特低滲透儲層預(yù)測和篩選相對高滲高產(chǎn)含油有利區(qū)的重要保障[1-8]。

1 成巖作用特征及儲集相形成條件

1.1 成巖作用特征及其孔隙度演化分析

研究區(qū)長4+5和長6儲層成巖歷史長，成巖作用相對比較強(qiáng)烈，成巖作用類型齊全，對本區(qū)儲層的物性具有重要影響，其長石砂巖在埋藏成巖過程中，主要經(jīng)歷的成巖作用有：① 早成巖階段初期的機(jī)械壓實(shí)和綠泥石薄膜析出；② 早成巖階段后期的石英、長石膠結(jié)壓溶及次生加大；③ 晚成巖階段初期的成巖自生礦物-濁沸石、鈉長石析出及其所引起的孔隙充填膠結(jié)和隨后發(fā)生濁沸石、長石等的溶蝕，形成次生孔隙。成巖序列大致為：壓實(shí)作用-綠泥石生成-石英、長石加大形成-濁沸石生成-溶孔產(chǎn)生。

利用本區(qū)大量分析化驗(yàn)資料和鏡下鑒定成果，同時(shí)參考前人研究，該區(qū)儲層砂巖成巖演化經(jīng)歷了早成巖A期-早成巖后(B)期-晚成巖初(A)期,最終體現(xiàn)為晚成巖初(A)期。長4+5和長6儲層砂巖孔隙經(jīng)歷了原始孔隙大量縮減-殘余粒間孔少量保留-各類溶蝕孔逐漸發(fā)育的演化過程。提取該區(qū)目的層段273個(gè)樣品物性分析及儲集空間鑒定結(jié)果進(jìn)行孔隙度演化分析推演[3-11]，提出區(qū)塊各成巖階段孔隙度演化模式(圖1)。以該區(qū)長61段為例，初始孔隙度計(jì)算37.32%(特拉斯克分選系數(shù)1.40)，壓實(shí)后剩余孔隙度8.37%，壓實(shí)損失孔隙度為28.95%，壓實(shí)過程孔隙度損失率為77.57%；該區(qū)長61段儲層膠結(jié)后剩余孔隙度4.93%，膠結(jié)造成3.44%孔隙度損失，膠結(jié)孔隙度損失率為9.21%；后期的溶蝕作用貢獻(xiàn)3.9%的孔隙度。為此，計(jì)算長61段儲層目前孔隙度為8.84%。

圖1 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖過程孔隙度演化模式圖

1.2 成巖儲集相形成的有利因素和不利條件

GGY油田長4+5、長6期成巖作用時(shí)序和類型相當(dāng)，共同經(jīng)歷了早期壓實(shí)作用和中期膠結(jié)作用及溶蝕作用。其中壓實(shí)作用、膠結(jié)作用為破壞性成巖作用，不利于成巖儲集相形成和演化。廣泛發(fā)育的溶蝕作用、綠泥石膠結(jié)包膜和破裂縫為建設(shè)性成巖作用，有利于成巖儲集相形成。該區(qū)成巖儲集相分類特征形成的有利因素和不利因素有[6-13]：① 溶蝕作用極有利于成巖儲集相形成；② 環(huán)邊綠泥石膠結(jié)包殼有效保護(hù)成巖儲集相儲層孔隙；③ 壓實(shí)作用不利于成巖儲集相形成；④ 膠結(jié)作用也不利于成巖儲集相形成。

2 成巖儲集相分類特征

研究區(qū)目的層段主要成巖作用類型有壓實(shí)、壓溶、自生黏土膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)、長石膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)交代、濁沸石膠結(jié)交代及溶蝕等。綜合該區(qū)特低滲儲層成巖儲集相形成的有利因素和不利條件，分析成巖過程孔隙演化基本規(guī)律和演化參數(shù)變化及其孔隙組合、孔隙結(jié)構(gòu)特征，在研究區(qū)劃分出Ⅰ類弱膠結(jié)強(qiáng)溶蝕的粒間孔-溶孔型、Ⅱ類中膠結(jié)中溶蝕的溶孔-粒間孔型、Ⅲ類較高膠結(jié)弱溶蝕的剩余粒間孔型、Ⅳ類高膠結(jié)弱溶蝕微孔型四類成巖儲集相類型。

該區(qū)成巖儲集相儲層微觀孔隙類型多樣，儲層孔隙喉道細(xì)小，孔喉排驅(qū)壓力、中值壓力、最大孔喉半徑、中值半徑、孔喉半徑均值、分選系數(shù)及孔喉組合等對該區(qū)成巖儲集相儲層巖性、物性影響都較大，它們共同作用形成了該區(qū)不同類型成巖儲集相微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。這種成巖儲集相反映出巖石在沉積期所經(jīng)歷的各種成巖作用改造疊加所形成的沉積記錄和綜合產(chǎn)物。因此，該四類成巖儲集相在其沉積微相、巖性、孔隙圖像、物性、壓汞曲線上都有其特征[9-15](圖2、表1)。

圖2 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層分類成巖儲集相毛管壓力曲線

3 孔隙演化的成巖儲集相定量評價(jià)

3.1 分類評價(jià)指標(biāo)體系的建立

通過上述儲層成巖儲集相分類的有利因素和不利條件，分析了成巖過程孔隙度演化規(guī)律和演化參數(shù)變化，闡明了分類成巖儲集相的沉積微相、巖性、物性、孔隙類型、孔隙結(jié)構(gòu)特征[14]。特別是采用灰色理論成巖儲集相的分類評價(jià)方法，利用區(qū)塊代表性的41個(gè)物性分析及儲集空間鑒定結(jié)果，計(jì)算初始孔隙度37.32%，沿上述成巖過程進(jìn)行孔隙度演化分析推演，計(jì)算壓實(shí)損失孔隙度、膠結(jié)損失孔隙度、溶蝕增加孔隙度，以及剩余粒間孔面孔率、次生溶蝕孔面孔率和巖心分析孔隙度、滲透率，劃分該區(qū)儲層成巖儲集相Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類，給出評價(jià)成巖儲集相的各成巖階段孔隙度演化及其參數(shù)值(取平均值)。通過上述對該區(qū)長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64儲層四類成巖儲集相孔隙度演化過程參數(shù)反演，得出各類成巖儲集相各成巖階段孔隙度演化模式(圖3)。

表1 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖儲集相分類綜合特征

圖3 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層分類成巖儲集相孔隙度演化模式

圖3中各項(xiàng)單一參數(shù)值不能準(zhǔn)確表征儲層成巖

儲集相分類，例如壓實(shí)損失孔隙度大和溶蝕增大孔隙度小都可能導(dǎo)致成巖儲集相變差。因此利用灰色理論集成，綜合利用上述成巖過程各項(xiàng)參數(shù)對目的層段儲層成巖儲集相進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，采用統(tǒng)計(jì)平均數(shù)列為儲層成巖儲集相評價(jià)劃分標(biāo)準(zhǔn)[12-17]：

Xoi= {Xoi(1) ，Xoi(2) ，…，Xoi(n) }

式中，Xoi為統(tǒng)計(jì)平均數(shù)據(jù)列；i為1，2，…，n。

在計(jì)算上述各評價(jià)參數(shù)和劃分指標(biāo)后，根據(jù)該區(qū)目的層段成巖儲集相分布特征及其“甜點(diǎn)”篩選分析方法，利用參數(shù)指標(biāo)準(zhǔn)確率與分辨率組合分析對各項(xiàng)參數(shù)賦予不同權(quán)值，建立起研究區(qū)長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64成巖儲集相分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)及權(quán)值(表2)。

表2 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖儲集相定量分類評價(jià)指標(biāo)體系

3.2 成巖儲集相分類評價(jià)劃分

采用上述研究區(qū)長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64儲層成巖儲集相分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)及權(quán)值，利用灰色理論儲層成巖儲集相綜合評價(jià)方法，對該區(qū)目的層段代表性38口井物性分析及儲集空間鑒定結(jié)果的273多個(gè)井點(diǎn)數(shù)據(jù)，進(jìn)行綜合分析處理。利用矩陣分析、標(biāo)準(zhǔn)化、標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)絕對差的極值加權(quán)組合放大技術(shù)[15-17]，實(shí)現(xiàn)對該區(qū)長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64儲層成巖儲集相的綜合評價(jià)和定量分析，確定和劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四類別成巖儲集相儲層。

對273多個(gè)井點(diǎn)成巖儲集相進(jìn)行了評價(jià)和分類描述，各層段井點(diǎn)數(shù)據(jù)相差較大，其灰色理論儲層成巖儲集相劃分類型和分布規(guī)模也不均勻。通過制作該區(qū)長4+51、長4+52、長61、長62、長63、長64層段儲層成巖儲集相分類評價(jià)統(tǒng)計(jì)對比圖(圖4)看出，Ⅳ類占15.0%，Ⅲ類占18.3%，Ⅱ類占49.5%，Ⅰ類占17.2%，Ⅱ類分布規(guī)模和范圍占總體的一半。在其各個(gè)層段成巖儲集相分布發(fā)育中，Ⅱ類成巖儲集相所占比例相對較大，它在長4+52占38.64%，長61占53.17%，長62占62.07%，長63占36.84%，長64占33.33%。它們分別代表該區(qū)目的層段相對較好的成巖儲集相分布，特別是Ⅱ類成巖儲集相，廣泛分布在長61、長62、長63和長4+52的水下分流河道及河道疊置型河口壩微相帶，單滲砂層能量厚度大，形成了相對較好的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流、儲集特征，構(gòu)成了該區(qū)僅次于Ⅰ類弱膠結(jié)強(qiáng)溶蝕類的又一類有利油氣富集區(qū)，它們控制著該區(qū)特低滲透最為廣泛的含油氣區(qū)域和范圍。

圖4 GGY油田長4+5、長6特低滲透儲層成巖儲集相分類評價(jià)統(tǒng)計(jì)對比

4 結(jié)論

(1) 通過對GGY油田長4+5、長6成巖作用特征、孔隙度演化及成巖儲集相有利因素和不利條件分析，將該區(qū)特低滲透儲層分為Ⅰ類弱膠結(jié)強(qiáng)溶蝕的粒間孔-溶孔型、Ⅱ類中膠結(jié)中溶蝕的溶孔-粒間孔型、Ⅲ類較高膠結(jié)弱溶蝕的剩余粒間孔型、Ⅳ類高膠結(jié)弱溶蝕微孔型共四類成巖儲集相，并闡明了該四類成巖儲集相在巖性、物性、沉積微相、孔隙類型和結(jié)構(gòu)、壓汞圖像等方面的分類特征。

(2) 利用區(qū)塊代表性的41個(gè)物性分析及儲集空間鑒定結(jié)果，進(jìn)行成巖過程孔隙度演化分析推演，利用不同類別成巖儲集相壓實(shí)損失孔隙度、膠結(jié)損失孔隙度、溶蝕增加孔隙度，以及剩余粒間孔面孔率、次生溶蝕孔面孔率和巖心分析孔隙度、滲透率等6個(gè)孔隙演化參數(shù)的差異，建立了該區(qū)特低滲透儲層成巖儲集相評價(jià)劃分的指標(biāo)體系，并利用灰色理論集成，實(shí)現(xiàn)了利用孔隙演化，定量評價(jià)特低滲透儲層成巖儲集相。

(3) 評價(jià)出的Ⅰ類、Ⅱ類成巖儲集相廣泛分布在水下分流河道及河道疊置型河口壩微相帶，其單滲砂層能量厚度大，具有相對較好的孔隙結(jié)構(gòu)和滲流、儲集特性，它們控制著該區(qū)特低滲透最為廣泛的含油氣富集區(qū)域和范圍，成為篩選相對高產(chǎn)高滲儲集成因單元的有利層位和井區(qū)，為該區(qū)增儲上產(chǎn)提供重要保障。

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)01-0022-05

2014-06-17；改回日期：2014-08-15

白遠(yuǎn)，碩士，1985年生，2012年畢業(yè)于西安石油大學(xué)，從事低滲透油氣藏開發(fā)地質(zhì)、測井儲層評價(jià)等工作。

國家科技重大專項(xiàng)“復(fù)雜油氣田地質(zhì)與提高采收率技術(shù)”(2009ZX05009)和國家自然科學(xué)基金“延時(shí)式可控高能氣體壓裂技術(shù)動(dòng)力學(xué)機(jī)理研究”(51104173)聯(lián)合資助。

TE111.3

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